✖


Jump to content

Парогравитационный дренаж

Парогравитационный дренаж ( SAGD ; «Sag-D») — это усовершенствованная технология нефтеотдачи для добычи тяжелой сырой нефти и битума . Это усовершенствованная форма паровой стимуляции пару горизонтальных скважин бурят , при которой в нефтяной пласт , одна на несколько метров выше другой. Пар под высоким давлением постоянно закачивается в верхний ствол скважины для нагрева нефти и снижения ее вязкости , в результате чего нагретая нефть стекает в нижний ствол скважины, где она откачивается. Доктор Роджер Батлер, инженер Imperial Oil с 1955 по 1982 год, изобрел процесс гравитационного дренажа с паром (SAGD) в 1970-х годах. Батлер «разработал концепцию использования пар горизонтальных скважин и закачки пара для разработки определенных залежей битума, которые считаются слишком глубокими для добычи». [1] [2] В 1983 году Батлер стал директором технических программ Управления технологий и исследований нефтеносных песков Альберты (AOSTRA). [1] [3] созданная Королевская корпорация, премьер-министром Альберты Логидом для продвижения новых технологий добычи нефтеносных песков и тяжелой сырой нефти. AOSTRA быстро поддержала SAGD как многообещающую инновацию в технологии добычи нефтеносных песков. [2]

Парогравитационный дренаж (SAGD) и циклическая паростимуляция (CSS) с нагнетанием пара (нефтяная промышленность) представляют собой два коммерчески применяемых основных процесса термической добычи, используемых в нефтеносных песках. [4] в геологических формаций подразделениях , таких как формация Гранд-Рапидс, формация Клируотер, формация Мак-Мюррей, General Petroleum Sand, Lloydminster Sand, группы Маннвилля , стратиграфического диапазона в западно-канадском осадочном бассейне .

Канада является крупнейшим поставщиком импортируемой нефти в Соединенные Штаты, обеспечивая более 35% импорта США, что намного больше, чем Саудовская Аравия или Венесуэла, и больше, чем все страны ОПЕК вместе взятые. [5] Большая часть новой добычи приходится на обширные месторождения нефтеносных песков Альберты. Существует два основных метода добычи нефтеносных песков. Метод открытой добычи более знаком широкой публике, но может использоваться только для неглубоких залежей битума. Однако более современный метод гравитационного дренажа с паром (SAGD) лучше подходит для гораздо более крупных глубоких отложений, окружающих мелкие. Прогнозируется, что большая часть ожидаемого будущего роста добычи на канадских нефтеносных песках будет обусловлена ​​SAGD. [6] : 9 

«Нефть из канадских нефтеносных песков, добываемая с помощью методов открытой добычи, может потреблять в 20 раз больше воды, чем обычное бурение нефтяных скважин. В качестве конкретного примера недостаточности данных, эта цифра исключает все более важный метод гравитационного дренажа с паром (SAGD). "

- Водно-энергетическая связь 2011 г.

Выбросы от парогравитационного дренажа эквивалентны выбросам в результате проектов закачки пара, которые уже давно используются для добычи тяжелой нефти на нефтяном месторождении реки Керн в Калифорнии и в других местах по всему миру. [7]

Описание

[ редактировать ]

Процесс SAGD производства тяжелой нефти или битума представляет собой усовершенствованную технологию закачки пара, первоначально разработанную для добычи тяжелой нефти на нефтяном месторождении реки Керн в Калифорнии. [8] Ключом ко всем процессам закачки пара является доставка тепла к продуктивному пласту, чтобы снизить вязкость тяжелой нефти и дать ей возможность двигаться к добывающей скважине. Процесс циклической паровой стимуляции (CSS), разработанный для месторождений тяжелой нефти в Калифорнии, позволил добывать нефть из некоторых частей нефтеносных песков Альберты, таких как нефтеносные пески Колд-Лейк , но не работал так же хорошо для добычи битума из более тяжелых и более глубоких месторождений. месторождения в нефтеносных песках Атабаски и нефтеносных песках Пис-Ривер , где находится большая часть запасов нефтеносных песков Альберты. Для добычи этих гораздо больших запасов процесс SAGD был разработан, главным образом, доктором Роджером Батлером. [9] компании Imperial Oil при содействии Управления технологий и исследований нефтеносных песков Альберты и отраслевых партнеров. [10] оценивает процесс SAGD Национальный энергетический совет как экономически выгодный, когда цены на нефть составляют от 30 до 35 долларов США за баррель. [11]

В процессе SAGD две параллельные горизонтальные нефтяные скважины бурятся в пласте , одна на высоте от 4 до 6 метров над другой. Верхняя скважина закачивает пар, а нижняя собирает нагретую сырую нефть или битум, стекающие вниз под действием силы тяжести, а также восстановленную воду от конденсации закачиваемого пара. В основе процесса SAGD лежит тепловая связь с пластом, благодаря чему закачиваемый пар образует «паровую камеру». Тепло пара снижает вязкость тяжелой сырой нефти или битума, что позволяет ей стекать в нижний ствол скважины. Пар и попутный газ поднимаются из-за своей низкой плотности по сравнению с тяжелой сырой нефтью, расположенной ниже, что гарантирует, что пар не образуется в нижней добывающей скважине, имеют тенденцию подниматься в паровой камере, заполняя пустое пространство, оставленное нефтью. Попутный газ в определенной степени образует изолирующий тепловой слой над паром (и вокруг него). [12] Поток нефти и воды осуществляется противотоком, гравитационным дренированием в нижний ствол скважины. Сконденсированная вода и сырая нефть или битум извлекаются на поверхность с помощью таких насосов, как винтовые насосы , которые хорошо работают для перемещения жидкостей высокой вязкости со взвешенными твердыми частицами. [13]

Переохлаждение – это разница между температурой насыщения (точкой кипения) воды при давлении производителя и фактической температурой в том же месте, где измеряется давление. Чем выше уровень жидкости над генератором, тем ниже температура и выше переохлаждение. Однако реальные пласты неизменно неоднородны, поэтому добиться равномерного переохлаждения по всей горизонтальной длине скважины становится крайне сложно. Как следствие, многие операторы, сталкиваясь с неравномерной задержкой развития паровой камеры, позволяют небольшому количеству пара поступать в добывающую скважину, чтобы поддерживать битум во всем стволе скважины горячим, тем самым сохраняя его вязкость низкой с дополнительным преимуществом передачи тепла к более холодным частям. пласта по стволу скважины. Другой вариант, иногда называемый частичным SAGD, используется, когда операторы намеренно циркулируют пар в генераторе после длительного периода остановки или в качестве процедуры запуска. Хотя высокое значение переохлаждения желательно с точки зрения термической эффективности, поскольку оно обычно включает в себя снижение скорости нагнетания пара, оно также приводит к небольшому снижению производительности из-за соответствующей более высокой вязкости и меньшей подвижности битума, вызванной более низкой температурой. Еще одним недостатком очень высокого переохлаждения является возможность того, что давление пара в конечном итоге окажется недостаточным для поддержания развития паровой камеры над инжектором, что иногда приводит к разрушению паровых камер, когда конденсированный пар затопляет инжектор и препятствует дальнейшему развитию камеры.

Непрерывная эксплуатация нагнетательных и добывающих скважин примерно при пластовом давлении устраняет проблемы нестабильности, которые беспокоят все процессы высокого давления и циклические паровые процессы, а SAGD обеспечивает плавную, равномерную добычу, которая может достигать 70–80% геологических запасов нефти в подходящие резервуары. Этот процесс относительно нечувствителен к сланцевым прожилкам и другим вертикальным барьерам для потока пара и жидкости, поскольку при нагревании породы дифференциальное тепловое расширение позволяет пару и жидкости самотеком течь в добывающую скважину. Это обеспечивает степень извлечения нефти от 60% до 70% даже в пластах с множеством тонких сланцевых барьеров. С термической точки зрения SAGD обычно в два раза эффективнее, чем старый процесс CSS, и в результате гораздо меньше скважин повреждается высокими давлениями, связанными с CSS. В сочетании с более высокими темпами нефтеотдачи это означает, что SAGD гораздо более экономичен, чем циклические паровые процессы, где пласт достаточно толстый. [14]

История

[ редактировать ]

Идея гравитационного дренажа была первоначально предложена доктором Роджером Батлером, инженером Imperial Oil, в 1970-х годах. [1] [2] В 1975 году компания Imperial Oil перевела Батлера из Сарнии, Онтарио, в Калгари, Альберта , чтобы возглавить исследования по тяжелой нефти. Он опробовал эту концепцию в компании Imperial Oil в 1980 году на пилотной скважине Колд-Лейк , где была построена одна из первых в отрасли горизонтальных скважин с вертикальными нагнетательными устройствами.

Управление технологий и исследований нефтеносных песков Альберты (AOSTRA), 1974 г.

[ редактировать ]

В 1974 году премьер-министр Альберты Питер Лохид создал Управление по технологиям и исследованиям нефтеносных песков Альберты (AOSTRA) в качестве корпорации короны Альберты для содействия разработке и использованию новых технологий добычи нефтеносных песков и тяжелой сырой нефти, а также повышения нефтеотдачи традиционной сырой нефти. . Его первый объект принадлежал и управлялся десятью промышленными участниками и получил обширную государственную поддержку (Deutsch and McLennan 2005). [2] в том числе из Целевого фонда сбережений культурного наследия Альберты . [15] [16] [17] Одна из основных целей AOSTRA – поиск подходящих технологий для той части нефтеносных песков Атабаски, которую невозможно добыть с помощью традиционных технологий открытой добычи полезных ископаемых. [2]

Подземный испытательный полигон AOSTRA, 1984 г.

[ редактировать ]

В 1984 году AOSTRA открыла подземный испытательный полигон на нефтеносных песках Атабаски, расположенный между реками Маккей и Девон к западу от завода Syncrude, в качестве установки для восстановления битума SAGD на месте . [2] [18] Именно здесь состоялось их первое испытание сдвоенных (горизонтальных) скважин SAGD, доказавшее осуществимость концепции, и в 1992 году на короткое время удалось добиться положительного денежного потока при дебите около 2000 баррелей в день (320 м3). 3 /г) из трех пар скважин.

Фостер Крик

[ редактировать ]

Завод Foster Creek в Альберте, Канада, построенный в 1996 году и управляемый Cenovus Energy , был первым коммерческим проектом парогравитационного дренажа (SAGD), а к 2010 году Foster Creek «стал крупнейшим коммерческим проектом SAGD в Альберте, достигшим статуса выплаты роялти. " [ мертвая ссылка ] [18] [ мертвая ссылка ] [19]

Первоначальные скважины UTF SAGD были пробурены горизонтально из туннеля в подстилающей известняковой толще, доступ к которому осуществлялся с помощью вертикальных шахтных стволов . Эта концепция совпала с разработкой методов наклонно-направленного бурения, которые позволили компаниям бурить горизонтальные скважины точно, дешево и эффективно до такой степени, что стало трудно оправдать бурение традиционной вертикальной скважины. Благодаря низкой стоимости бурения пар горизонтальных скважин и очень высоким показателям нефтеотдачи процесса SAGD (до 60% геологических запасов), SAGD экономически привлекателен для нефтяных компаний.

В Фостер-Крик компания Cenovus применила запатентованную технологию. [20] Технология «клиновой скважины» для извлечения остаточных ресурсов, обходимых обычными операциями SAGD, повышает общую скорость восстановления операции. Технология «клиновой скважины» работает за счет доступа к остаточному битуму, который обходится при обычных операциях SAGD, путем бурения заполняющей скважины между двумя действующими парами скважин SAGD после того, как паровые камеры SAGD созреют до точки, где они сливаются и находятся в жидкостном сообщении. и тогда то, что остается для добычи в этой области пласта между действующими парами скважин SAGD, представляет собой «клин» остаточной, перешедшей в обход нефти. Было показано, что технология клиновых скважин повышает общую производительность добычи на 5–10 % при сниженных капитальных затратах, поскольку требуется меньше пара, когда паровые камеры дозревают до точки, когда они находятся в жидкостном сообщении, и обычно на этом этапе процесса добычи. , также широко известный как этап «продувки», [21] впрыскиваемый пар заменяется неконденсируемым газом, таким как метан, что еще больше снижает производственные затраты. [22]

Текущие приложения

[ редактировать ]

Поначалу эта технология не была коммерчески жизнеспособной. Так произошло во время роста цен на нефть в 2000-е годы. В то время как традиционные методы бурения преобладали до 1990-х годов, высокие цены на нефть в 21 веке стимулируют использование более нетрадиционных методов (таких как SAGD) для добычи сырой нефти. На канадских нефтеносных песках реализуется множество проектов SAGD, поскольку в этом регионе находится одно из крупнейших месторождений битума в мире ( Канаде и Венесуэле крупнейшие в мире месторождения находятся в ).

Процесс SAGD позволил Совету по сохранению энергетических ресурсов Альберты (ERCB) увеличить свои доказанные запасы нефти до 179 миллиардов баррелей, что подняло запасы нефти Канады до третьего места в мире после Венесуэлы и Саудовской Аравии и примерно в четыре раза увеличило запасы нефти в Северной Америке. По состоянию на 2011 год запасы нефтеносных песков составляют около 169 миллиардов баррелей.

Недостатки

[ редактировать ]

Связь нефти и воды

[ редактировать ]

SAGD, процесс термической регенерации, требует большого количества воды и природного газа. [6] : 4 

«Нефть из канадских нефтеносных песков, добываемая с помощью методов открытой добычи, может потреблять в 20 раз больше воды, чем обычное бурение нефтяных скважин. В качестве конкретного примера слабых данных, лежащих в основе этой цифры, эта цифра исключает все более важный метод гравитационного дренажа с паром (SAGD). Мы призываем будущих исследователей заполнить эту дыру.

- Водно-энергетическая связь 2011 г.

«Нефть из канадских нефтеносных песков, добываемая открытым способом, может потреблять в 20 раз больше воды, чем при обычном бурении нефти». Однако к 2011 году не было достаточных данных о количестве воды, используемой во все более важном методе парогравитационного дренажа (SAGD). [6] : 4  Испарители могут очищать воду, добываемую SAGD, для производства высококачественной пресной воды для повторного использования в операциях SAGD. [23] Однако испарители производят большие объемы отходов продувки, которые требуют дальнейшего обращения. [23]

Использование природного газа для производства пара

[ редактировать ]

Как и во всех процессах термической добычи, стоимость производства пара составляет основную часть себестоимости добычи нефти. Исторически природный газ использовался в качестве топлива для канадских проектов разработки нефтеносных песков из-за наличия больших запасов газа в районе нефтеносных песков. Однако со строительством газопроводов на внешние рынки в Канаде и США цена на газ стала важным фактором. Проблемой также является тот факт, что добыча природного газа в Канаде достигла своего пика и сейчас снижается. Рассматриваются и другие источники получения тепла, в частности, газификация тяжелых фракций добываемого битума для производства синтез-газа , использование близлежащих (и массивных) месторождений угля или даже строительство ядерных реакторов для производства тепла.

Использование воды для производства пара

[ редактировать ]

Для создания пара для процесса SAGD необходим источник большого количества пресной и солоноватой воды, а также крупные установки по переработке воды. Вода является популярной темой для дискуссий в отношении использования и управления водными ресурсами. По состоянию на 2008 год при добыче нефти в США (не ограничиваясь SAGD) ежедневно образуется более 5 миллиардов галлонов попутной воды. [24] [25] Проблема использования большого количества воды связана не столько с пропорцией используемой воды, сколько с ее качеством. Традиционно около 70 миллионов кубических метров воды, которая использовалась в процессе SAGD, составляла пресная поверхностная вода. По состоянию на 2010 год, когда было использовано около 18 миллионов кубических метров, произошло значительное сокращение использования пресной воды. Хотя для того, чтобы компенсировать резкое сокращение использования пресной воды, промышленность начала значительно увеличивать объем задействованных соленых подземных вод . Этот, а также другие, более общие методы экономии воды позволили снизить использование поверхностных вод при добыче нефтеносных песков более чем в три раза с момента начала добычи. [26] Поскольку метод SAGD основан на гравитационном дренаже, он также требует сравнительно толстых и однородных коллекторов и поэтому не подходит для всех районов добычи тяжелой нефти.

Альтернативные методы

[ редактировать ]

К 2009 году два коммерчески применяемых процесса первичной термической добычи: парогравитационный дренаж (SAGD) и циклическая паровая стимуляция (CSS) были использованы при добыче нефтеносных песков в формациях Клируотер и Лоуэр-Гранд-Рапидс в районе Колд-Лейк в Альберте. [4]

Циклическая паровая стимуляция (ЦСС)

[ редактировать ]

Компания Canadian Natural Resources использует циклическую паровую технологию или технологию «впитывания и затяжки» для разработки ресурсов битума. Для этой технологии требуется одна скважина, а добыча состоит из закачки для разрыва и нагрева пласта перед этапами добычи. Сначала пар закачивают выше точки разлома пласта на несколько недель или месяцев, мобилизуя холодный битум, затем скважину закрывают на несколько недель или месяцев, чтобы дать пару возможность впитаться в пласт. Затем поток на нагнетательной скважине меняют направление, добывая нефть через ту же нагнетательную скважину. Фазы закачки и добычи вместе составляют один цикл. Пар повторно закачивается, чтобы начать новый цикл, когда темпы добычи нефти падают ниже критического порога из-за охлаждения пласта. [27] Циклическая паровая стимуляция также включает в себя ряд последующих или усовершенствованных процессов CSS, включая повышение давления и продувку (PUBD), паровую закачку и дренаж смешанных скважин (MWSDD), экстракцию паров (Vapex), добавление жидкости в пар для повышения нефтеотдачи. Битум (ЛАЗЕР), SAGD и гибридный процесс с использованием HPCSS. [4]

Циклическая паровая стимуляция высокого давления (ЦПВД)

[ редактировать ]

«Примерно 35 процентов всей добычи на месторождении нефтеносных песков Альберты использует метод, называемый циклической паровой стимуляцией высокого давления (HPCSS), который циклически переключается между двумя фазами: во-первых, пар закачивается в подземное месторождение нефтеносных песков для разрушения и нагревания пласт для размягчения битума, как это делает CSS, за исключением еще более высоких давлений, тогда цикл переключается на добычу, где полученная горячая смесь битума и пара (так называемая «битумная эмульсия») закачивается на поверхность через ту же скважину; , опять же, как и CSS, пока результирующее падение давления не замедлит производство до неэкономной стадии. Затем процесс повторяется несколько раз». [28] В пресс-релизе Регулятора энергетики Альберты (AER) объясняется разница между циклической стимуляцией паром высокого давления (HPCSS) и гравитационным дренажем с паром (SAGD). «HPCSS используется при добыче нефти в Альберте более 30 лет. Этот метод включает в себя закачку пара под высоким давлением, значительно превышающим давление в пласте окружающей среды, в пласт в течение длительного периода времени. Поскольку тепло размягчает битум и воду, он разбавляется. и отделяет битум от песка, давление создает трещины, трещины и отверстия, через которые битум может течь обратно в паронагнетательные скважины, отличается от операций гравитационного дренажа с паром (SAGD), где пар непрерывно закачивается при более низких давлениях без необходимости. разрыв пласта и использование гравитационного дренажа в качестве основного механизма восстановления». [29]

В формации Клируотер возле Колд-Лейк, Альберта, используется циклическая паровая стимуляция высокого давления (HPCSS). [4] Существуют как горизонтальные, так и вертикальные скважины. Инъекция осуществляется при давлении разрыва. Расстояние между горизонтальными скважинами составляет от 60 до 180 м. Вертикальные колодцы располагаются на расстоянии от 2 до 8 акров для вертикальных колодцев. Чистая заработная плата при разработке может составлять всего 7 миллионов фунтов стерлингов. Он используется в районах, где обычно отсутствует подтоварная вода или колошниковый газ. CSOR составляет от 3,3 до 4,5. Окончательное восстановление прогнозируется на уровне от 15 до 35%. [4] Метод термической добычи SAGD также используется в пластах Клируотер и Лоуэр-Гранд-Рапидс с парами горизонтальных скважин (от 700 до 1000 м), рабочее давление от 3 до 5 МПа, SAGD в Бернт-Лейк был запущен с более высоким рабочим давлением, близким к давлению расширения, от 75 м до 120. расстояние между м, Разработка до чистой продуктивности всего 10 м, На участках с или без подтоварной воды, CSOR: от 2,8 до 4,0 (при качестве 100 %), Прогнозируемое предельное извлечение: от 45 до 55 %. [4]

компании Canadian Natural Resources Limited (CNRL) В проекте нефтеносных песков Primrose и Wolf Lake недалеко от Колд-Лейк, Альберта , в формации Клируотер , управляемом дочерней компанией CNRL Horizon Oil Sands , используется циклическая паровая стимуляция высокого давления (HPCSS). [4]

Удаление паров (Vapex)

[ редактировать ]

Альтернативные механизмы повышения нефтеотдачи включают VAPEX ( паровая нефти экстракция ) месте и . ), процесс электротермической динамической отгонки (ET-DSP) ISC (для сжигания на Батлер также изобрел VAPEX, «процесс гравитационного дренажа, в котором для вытеснения или производства тяжелой нефти и снижения ее вязкости используются испаренные растворители, а не пар. [30]

ET-DSP — это запатентованный процесс, в котором используется электричество для нагрева залежей нефтеносных песков с целью мобилизации битума, что позволяет производить добычу с использованием простых вертикальных скважин. ISC использует кислород для выработки тепла, которое снижает вязкость масла; наряду с углекислым газом, выделяемым тяжелой сырой нефтью, вытесняется нефть к добывающим скважинам. Один из подходов ISC называется THAI, что означает впрыск воздуха от носа до пятки. Завод THAI в Саскачеване был приобретен в 2017 году компанией Proton Technologies Canada Inc., которая продемонстрировала на этом объекте разделение чистого водорода. Цель «Протона» — оставить углерод в земле и извлечь из углеводородов только водород. [30]

Усовершенствованный модифицированный парогазовый насос (eMSAGP)

[ редактировать ]

eMSAGP — запатентованная технология MEG Energy. [31] процесс, в котором MEG в партнерстве с Cenovus [32] разработали модифицированный процесс добычи, получивший название «Enhanced Modified Steam and Gas Push» (eMSAGP), модификацию SAGP, предназначенную для повышения термической эффективности SAGD за счет использования дополнительных добывающих скважин, расположенных на полпути между соседними парами скважин SAGD, на высоте добывающих SAGD. Эти дополнительные добывающие скважины, обычно называемые «заполняющими» скважинами, являются неотъемлемой частью системы добычи eMSAGP.

См. также

[ редактировать ]

Ссылки

[ редактировать ]
  1. ^ Перейти обратно: а б с «Доктор Роджер М. Батлер» . Зал славы канадской нефти. 2012.
  2. ^ Перейти обратно: а б с д и ж Резюме Deutsch; Дж. А. МакЛеннан (2005). «Руководство по определению характеристик резервуара SAGD (паровой гравитационный дренаж) с использованием геостатистики» (PDF) . Центр вычислительной геостатистики . Проверено 3 февраля 2015 г. {{cite journal}}: Для цитирования журнала требуется |journal= ( помощь )
  3. ^ AOSTRA теперь известна как Институт энергетических исследований Альберты.
  4. ^ Перейти обратно: а б с д и ж г Ци Цзян; Брюс Торнтон; Джен Рассел-Хьюстон; Стив Спенс. Обзор технологий термического восстановления пластов Клируотер и Лоуэр-Гранд-Рапидс в районе Колд-Лейк в Альберте (PDF) . Канадская международная нефтяная конференция. Осум Ойл Сэндс Корп.
  5. ^ «Импорт США по странам происхождения» , EIA , 2014 г. , получено 3 февраля 2015 г.
  6. ^ Перейти обратно: а б с Диана Глассман; Мишель Вукер; Танушри Исаакман; Коринн Шампилу; Энни Чжоу (март 2011 г.). Добавление воды в энергетическую повестку дня (PDF) (Отчет). Документ о мировой политике. Водно-энергетическая связь.
  7. ^ Бьелло, Дэвид. «Противоположность горнодобывающей промышленности: паровая добыча битуминозных песков уменьшает воздействие, но экологические затраты остаются» . Научный американец .
  8. ^ Закон, Дэвид. «Новая технология добычи тяжелой нефти для максимизации производительности, а также максимизации производительности и минимизации воздействия на окружающую среду» (PDF) . Программа выдающихся преподавателей SPE . Общество инженеров-нефтяников . Проверено 19 июля 2016 г.
  9. ^ «Доктор Роджер М. Батлер» . Зал славы канадской нефтяной промышленности . Канадская ассоциация производителей нефти . Проверено 19 июля 2016 г.
  10. ^ Карлсон, MR (1 января 2003 г.). Практическое моделирование резервуара: использование, оценка и развитие результатов . Книги Пеннвелла . ISBN  9780878148035 . Проверено 19 июля 2016 г.
  11. ^ «Нефтеносные пески Канады: возможности и проблемы до 2015 года» (PDF) . Национальный энергетический совет . Проверено 19 июля 2016 г.
  12. ^ Холдэуэй, Кейт (13 мая 2014 г.), «Использование больших данных о нефти и газе с помощью аналитики: оптимизация разведки и добычи с помощью моделей, управляемых данными» , Wiley , ISBN  978-1118910955 , получено 3 февраля 2014 г.
  13. ^ «Поговорим о SAGD» (PDF) , правительство Альберты , сентябрь 2017 г.
  14. ^ Спейт, Джеймс Г. (2007). Химия и технология нефти . ЦРК Пресс. стр. 165–167. ISBN  978-0-8493-9067-8 .
  15. ^ Виггинс, Э.Дж. «Управление по технологиям и исследованиям нефтеносных песков Альберты. Канадская энциклопедия» . Фонд истории Канады . Проверено 27 декабря 2008 г.
  16. ^ «История AOSTRA и достижения» (PDF) . Правительство Альберты . Проверено 27 декабря 2008 г. {{cite journal}}: Для цитирования журнала требуется |journal= ( помощь ) [ постоянная мертвая ссылка ]
  17. ^ «Записанная история нефтеносных песков» (PDF) . Правительство Альберты . Проверено 27 декабря 2008 г. {{cite journal}}: Для цитирования журнала требуется |journal= ( помощь ) [ постоянная мертвая ссылка ]
  18. ^ Перейти обратно: а б Чарнецка, Мажена (1 января 2013 г.). «Харбир Чхина обеспечивает бесперебойную работу Cenovus Energy Inc.» . Масло Альберты.
  19. ^ Йедлин, Дебора (19 июня 2013 г.). «Йедлин: Показываю циникам, как ведется нефтяной бизнес» . Калгари Геральд . Проверено 19 июня 2013 г. [ постоянная мертвая ссылка ]
  20. ^ «Канадская патентная база данных / База данных по канадским патентам» .
  21. ^ Гу, Фаганг; Рисмир, Оддмунд; Кьосавик, Арнфинн; Чан, Марк Ю.С. (11 июня 2013 г.). «Оптимизация ликвидации и продувки SAGD на нефтеносных песках Атабаски» . Конференция SPE по тяжелой нефти, Канада . Общество инженеров-нефтяников. doi : 10.2118/165481-MS – через www.onepetro.org.
  22. ^ «Архивная копия» (PDF) . Архивировано из оригинала (PDF) 26 февраля 2014 г. Проверено 31 декабря 2017 г. {{cite web}}: CS1 maint: архивная копия в заголовке ( ссылка )
  23. ^ Перейти обратно: а б Лайтбаун, Вики (апрель 2015 г.). «Новые технологии SAGD обещают снизить воздействие добычи нефтеносного песка на окружающую среду» (PDF) . Журнал экологических решений для нефти, газа и горнодобывающей промышленности . 1 (1). Инновации Альберты: 47–58. дои : 10.3992/1573-2377-374X-1.1.47 . Архивировано из оригинала (PDF) 25 сентября 2014 года . Проверено 22 мая 2019 г.
  24. ^ Ральф М. Холл, Заявление Комитету по науке и технологиям по поводу Закона об использовании пластовой воды от 2008 г., 2-я сессия 110-го Конгресса, отчет 110-801.
  25. ^ «Распределение водопользования в Альберте, 2005 г.» . Правительство Альберты. Архивировано из оригинала 19 апреля 2012 г. Проверено 1 июня 2005 г.
  26. ^ «Объем и качество воды, использованной в нефтегазовой отрасли в 1976-2010 гг.» . Правительство Альберты. Архивировано из оригинала 9 декабря 2011 г. Проверено 4 октября 2011 г.
  27. ^ «Циклическая паровая стимуляция» . Термальные нефтеносные пески. CNRL. 2013. Архивировано из оригинала 16 октября 2015 г.
  28. ^ Крис Северсон-Бейкер (29 июля 2013 г.). «Первое испытание нового регулятора энергии на выброс битума в Холодном озере» .
  29. ^ «Регулятор энергии Альберты распорядился усилить мониторинг и ввести дополнительные ограничения на выработку пара на проектах Примроуз и Вулф-Лейк из-за выбросов битумной эмульсии» . АЭР. 18 июля 2013 г. Архивировано из оригинала 30 июля 2013 г. Проверено 30 июля 2013 г.
  30. ^ Перейти обратно: а б «Открытие нефтеносных песков: покойный доктор Роджер Батлер, Инженерная школа Шулиха» . Калгари, Альберта: Университет Калгари.
  31. ^ «Канадская патентная база данных / База данных по канадским патентам» .
  32. ^ «Канадские нефтеносные пески и сланцы в США: инновации через необходимость» . 22 июня 2015 г.
[ редактировать ]
Retrieved from "https://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Steam-assisted_gravity_drainage&oldid=1219430762"
Arc.Ask3.Ru: конец переведенного документа.
Arc.Ask3.Ru
Номер скриншота №: 4b0b628f837b41267eb860d3e9507a05__1713367080
URL1:https://arc.ask3.ru/arc/aa/4b/05/4b0b628f837b41267eb860d3e9507a05.html
Заголовок, (Title) документа по адресу, URL1:
Steam-assisted gravity drainage - Wikipedia
Данный printscreen веб страницы (снимок веб страницы, скриншот веб страницы), визуально-программная копия документа расположенного по адресу URL1 и сохраненная в файл, имеет: квалифицированную, усовершенствованную (подтверждены: метки времени, валидность сертификата), открепленную ЭЦП (приложена к данному файлу), что может быть использовано для подтверждения содержания и факта существования документа в этот момент времени. Права на данный скриншот принадлежат администрации Ask3.ru, использование в качестве доказательства только с письменного разрешения правообладателя скриншота. Администрация Ask3.ru не несет ответственности за информацию размещенную на данном скриншоте. Права на прочие зарегистрированные элементы любого права, изображенные на снимках принадлежат их владельцам. Качество перевода предоставляется как есть. Любые претензии, иски не могут быть предъявлены. Если вы не согласны с любым пунктом перечисленным выше, вы не можете использовать данный сайт и информация размещенную на нем (сайте/странице), немедленно покиньте данный сайт. В случае нарушения любого пункта перечисленного выше, штраф 55! (Пятьдесят пять факториал, Денежную единицу (имеющую самостоятельную стоимость) можете выбрать самостоятельно, выплаичвается товарами в течение 7 дней с момента нарушения.)